●我国电力体系正向“新能源（850101）提供容量增量、煤电保障电量供给与系统调节”的分权结构转变
●让海量光伏电源“发得出、送得稳、用得好”，根本上要靠深化改革来破题
□ 本报评论员安宁
国家能源（850101）局最新数据显示，截至今年7月底，全国光伏发电装机规模达12.86亿千瓦，首次超过煤电，跃居我国第一大电源品类。这是继2026年上半年煤电发电量占比历史性跌破50%之后，我国能源（850101）绿色低碳转型的又一次突破，折射出我国电力供应结构发生结构性、历史性、格局性变革。
12.86亿千瓦，相当于57座三峡水电站的装机规模。从全球看，我国光伏装机总量不仅远超美国、印度、德国等国家，总量甚至高于欧盟各国光伏装机总和。
时针回拨，光伏作为电源的跨越速度集中体现在“十四五”期间——截至2020年底，我国光伏装机仅约2.5亿千瓦；但到2025年底，这一数字已经超过12亿千瓦，实现翻倍式增长，并已成为拉动电源建设的主动力。
但要注意到，装机规模代表电源建设的“天花板”，而发电量才是实实在在用到的电。从数据上看，截至7月底，光伏发电装机在全国发电装机中占比达31.5%。而今年1~7月，光伏发电在全社会用电量中的占比仅13%。
中电联规划发展部副主任刘志强分析说，这组数据对比揭示了一个关键事实——我国电力体系正从“煤电包揽装机与电量”的传统格局，向“新能源（850101）提供容量增量、煤电保障电量供给与系统调节”的分权结构转变。
如何把巨大的光伏装机规模优势转化为稳定可靠的供电能力，是新型电力系统建设的核心课题。让海量光伏电源“发得出、送得稳、用得好”，根本上要靠深化改革来破题。
价格机制改革正在重塑行业逻辑。2025年，新能源（850101）市场化改革136号文政策落地，配套建立新能源（001258）可持续发展价格结算机制，新能源（850101）正式迈入市场驱动新发展阶段。2026年1月，除京津冀外，各省份新能源（850101）全面参与电力现货市场，同时启动新能源（850101）机制量价结算工作。从今年上半年实际执行情况来看，机制电费占对应电量综合电价的四成左右，价格总体平稳，保障新能源（850101）向市场化平稳过渡。与此同时，容量电价改革同步推进——从2026年起，各地煤电容量电价回收比例提升至不低于50%。改革“组合拳”之下，光伏行业正告别粗放拼装机的旧模式，转向深耕负荷匹配、储能（885921）配套、专业电力交易的精细化运营。
市场体系改革打通资源配置堵点。“十五五”时期，国家将推动省内电力现货市场全面转入正式运行。针对“沙戈荒”风光大基地，推行基地一体化打包交易模式；针对分布式光伏单体容量有限、单独入市经济性不足的痛点，支持通过聚合方式整体参与电力市场。从“单打独斗”到“抱团入市”，市场机制的精细化设计正在释放各类资源潜力。
煤电角色转型同样是改革的题中之义。煤电正加速从基础保障性电源向支撑调节性电源转变。午间光伏大发时主动压减出力，夜间新能源（850101）归零时迅速补位。利用小时数下行，但煤电提供转动惯量、频率支撑的系统安全价值反而不断走高。这场“此消彼长”的格局重塑，正是电力体制改革推动能源（850101）结构优化的生动注脚。
改革还在路上。光伏装机超越煤电，是一个振奋人心的新起点，远非终点。抽水蓄能（885935）、新型储能（885921）需加快规模化布局，更智慧的新型电网需大力建设，光储一体化、光热互补等新模式需不断挖掘潜力。推动光伏从“看天吃饭”向“可调度、可预测”转变，需要在技术创新、系统优化、产业协同上持续发力。
作为全球最大的发展中国家，我国在工业化进程中同步推进能源（850101）绿色低碳转型，走出一条技术创新、产业协同、市场化改革多轮驱动的转型道路。越过里程碑，前路山更高。唯有坚持以改革破题、以改革开路，才能真正将装机的规模优势转化为稳定可靠的供电能力，为构建绿色低碳、更具韧性的新型能源（850101）体系提供坚强保障。
